【摘要】为了更好的保护我们的生存环境，优化火电节能减排，华润电力登封有限公司四台机组均进行了加装低温省煤器的改造，利用烟气余热来加热凝结水，以提高全厂热效率，降低煤耗；同时由于烟气经过换热后进入脱硫岛的烟气温度降低，与湿法脱硫配合节水效果显著，脱硫耗水随之大大降低，在600MW级机组低温省煤器的效益非常巨大。
1引言
截止到目前，全国发电仍然是以火力发电为主。火电厂作为优质清洁能源的创作者，为社会经济发展做出了不可或缺的贡献；同时也是一次能源的最大消耗者，成为了社会公众认为的污染排放大户，是设施节能减排的重要领域，优化环境、减少空气污染、节能减排成了火力发电迫在眉睫的任务，达到国家发展绿色煤电的要求。
通常情况下，火力发电厂的锅炉排烟温度都比较高，大致在140℃～150℃之间，如果这部分热量利用得当的话将会为火力发电厂节省大量燃料，从而既降低了燃料的成本费用，也间接地保护了生态环境。
低温省煤器并应运而生，利用排烟余热加热凝结水，参与蒸汽回热循环，不仅可以降低进入脱硫系统的排烟温度，同时提高进入后续低加的凝结水温度减少抽汽量，增加蒸汽做功能力，可以实现降低供电煤耗1.1～1.5g/kWh之间。
2机组概况
我公司二期工程为2×630MW国产超临界燃煤机组，锅炉采用哈锅型号为HG-1970/25.4-PM18超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，炉顶采用大罩壳密封结构，前后墙对冲燃烧方式，前后墙燃烧器各4层，最大连续蒸发量1970t/h，额定蒸发量1912.6t/h。汽机采用东方汽轮机厂引进技术生产的型号为N630-24.2/566/566超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。额定出力630MW，最大连续出力664MW，额定转速3000rpm，机组采用复合变压运行方式，设有八级非调整回热抽汽。
3低温省煤器改造方案的选择
大多数情况下，低温省煤器的主要流程是烟气经过锅炉排出进入到除尘器中，之后流经引风机和烟囱，并排入大气之中。但是要坚持具体问题具体分析的原则，因此省煤器安装位置应当根据实际情况来进行。当锅炉系统配备了电气除尘器或者布袋除尘器时，低温省煤器的安装位置应当被安排在引风机与烟囱之间，也可以根据实际条件安放在烟囱之中，但是在这种情况下要对低温省煤器在结构上进行适当调整。而对于那些使用湿式除尘器的锅炉来讲，对于低温省煤器的安装位置最好应当选择在锅炉自身和除尘器双方的间隔处。低温省煤器系统的改造方案一般会有以下三种方案：
（1）方案一：低温省煤器布置在除尘器之后
（2）方案二：低温省煤器布置在除尘器之前（易堵灰）
（3）方案三：低温省煤器在除尘器前、后分别布置（系统复杂）
我公司锅炉系统配备了电袋除尘器，故选择方案一，这种方案中低温省煤器内部烟气灰含量很低，设备磨损较小，对电除尘设备影响不大。在锅炉除尘后部的烟道中加装低温省煤器，利用烟气加热汽机凝结水，提高机组综合效率，同时降低进入脱硫系统排烟温度，实现烟气余热的深度回收，大幅度降低脱硫塔入口烟温，减少脱硫系统水耗，提高机组整体热经济性。
低温省煤器系统布置在电袋除尘器后的水平烟道内，钢架支撑，外部设有检修平台。循环水取自凝结水的低加系统，与#7、8低加系统并联。取水点在#8低加进口和#7低加的出口，2路水汇合后做为低温省煤器的进水，凝结水加热后返回到#6低加的进口。二期630MW机组低温省煤器换热器分左、右侧各4组模块上下布置，共8组。（如图一所示）
图一DCS控制画面中低温省煤器流程
低温省煤器对机组节能的影响主要表现在：
1、对#6低加的影响。#6低加出口温度在低温省煤器投运后若低于投运前温度，会增加#6、5低加的加热抽汽量，耗用了高品质的蒸汽对机组不经济；#6低加出口温度在低温省煤器投运后若高于投运前温度，减少了#6、5低加的抽汽量，提高了机组的经济性。
2、低温省煤器本体凝结水吸热量。通过低温省煤器凝结水吸热量越大，单从低温省煤器来说越经济。
3、对#7、8低加的影响。#8低加入口调阀开度越大，通过#7、8低加的凝结水量越小，#7、8低加的抽汽回热效果越低，对机组的经济性越差。
4、由于低温省煤器投运对凝结水泵功耗的影响。低温省煤器的投运由于系统阻力的增加，引起凝结水泵功耗的增加。
4经济性分析
4.1对热力系统效率的改善
投入低温省煤器，最大收益状态为所有汽轮机低压缸凝结水进入低温省煤器。在燃用设计煤种时，BMCR（机组输出功率P=630×1.1=693MW），低温省煤器内部水压按1.67Mpa计算,进出水焓分别为232.41kJ/kg和328.91kJ/kg。标准煤低位发热量为29310kJ/kg。上述条件下，回收的热量为：Q=F×(i”-i’)＝370.285×3600×（328.91-232.41）=1.286×108kJ/h=35.72MW,考虑从汽机到低温省煤器间输送热量损失5％，每满负荷运行小时节煤ΔBj=0.95×Q/29310=0.95×1.286×108/29310=4168.2kg/h,折算为锅炉煤耗为ΔC=ΔBj/P＝4168.2×1000/693000=6.015g/kwh。对加热冷凝水来说，汽轮机低压缸少抽汽部分可以继续做功，对应上述回收热能的蒸汽在汽机低压缸做功效率仅为11.78％（按照汽机热平衡图对比计算得到），发电机组可以多发电35.72×0.95×11.78％=3.997MW，汽机热耗从7419kJ/kwh降为7378kJ/kwh，发电效率从48.52％提高到48.79％，提高0.27％，考虑锅炉效率94％，发电标准煤耗从269.30g/kwh降为267.81g/kwh，降低1.49g/kwh。每小时节约标煤为1032.53kg/h。
4.2系统多耗能部分
多耗能部分包括：（1）低温省煤器的流通阻力；（2）凝结水泵电耗。输送（克服阻力）功率为：W=m×ΔP/（ρ×η）/1000kw，（m:质量流速，kg/s，ΔP：流通阻力，Pa，ρ：水密度：986kg/m3，η：风机（泵）的效率，下面计算取泵为η=0.90，引风机为η=0.80）。输送水的功率：w1=370.285×0.2×106/（986×0.90）/1000=83.45kw烟气阻力多耗功为：（烟气密度0.956kg/m3，阻力1.0kPa）w2=750.6×1000/（0.956×0.80）/1000=981.42kw考虑电厂效率（按42％），上述耗用电功率折算为锅炉热输入量算法为：w/0.42,折算为每小时煤耗的计算方法为：w/0.42×3600/29310（kg/h）。
4.3净收益计算
对于净收益计算，按照加热低压缸凝结水，回收的热量全部用于发电方式来统计。在不投暖风器时：每小时净节煤量为：1032.53-（w1+w2）/0.42×3600/29310=1032.53-311.41=721.12kg/h。考虑机组年运行7000h，折算为满负荷运行5000h，其中开暖风器运行2000h，年节煤量为：721.12/1000×5000=3605.6吨（标准煤），按每吨标准煤费用500元计算，为180.28万元/年，降低发电煤耗3605.6×106/（5000×693000）=1.10g/kwh。
5运行经验
5.1低温省煤器投入危险点
（1）投入低温省煤器初期，系统管道残存杂质污染凝结水水质，致使给水铁离子超标，影响给水及蒸汽品质。
（2）系统运行后低温省煤器系统内残存的杂物进入除氧器，堵塞汽前泵入口滤网，致使汽前泵、汽泵不能正常工作（汽前泵入口滤网差压仅有压力开关，无模拟量显示）。
（3）低温省煤器系统内残存的杂物进入除氧器，堵塞汽前泵下降管入口滤网（除氧器内部，无法监视），可能造成停机。
措施：在凝结水系统冲洗时，带低温省煤器大流量冲洗。（如图二所示标红线部分）
图二低温省煤器冲洗流程
5.2低温省煤器运行危险点
（1）低温省煤器低温腐蚀。
措施：点火前及烟温低时，及时退出低温省煤器。
（2）低温省煤器管束超压。
2014年10月17日，我司就发生了一起因运行中配合检修处理“4B3低温省煤器管道漏点”缺陷时操作不当，退出低温省煤器时没有进行必要的泄压措施（其他组低温省煤器进、回水电动门关闭，对应放水、放空气未打开，造成B2、A1、A3、A4组低温省煤器憋压，DCS显示最高6.72MPa），后期试投发现B2组低温省煤器漏水。
措施：锅炉停炉前，系统退出需有相应的防超压措施。
5.3低温省煤器系统参数控制
考虑到对脱硫系统的影响及对烟道的低温腐蚀，根据不同负荷下实验数据标明，通过改变低温省煤器入口水温，控制低温省煤器出口烟温在95℃左右较为合适。故我公司低温省煤器参数控制如下：低温省煤器入口水温：≥63℃；低温省煤器出口排烟温度：95±2℃。
6结论
低温省煤器之所以能够在火力发电厂中得到广泛的应用，其最重要的原因就在于低温省煤器具有较高的经济性和环保性。通过对低温省煤器的合理安装和利用，将会为火力发电厂带来巨大的经济效益。面对当前世界能源储量的不断下降以及售电、发电模式的改变，低温省煤器将会在火力发电厂中得到更多的应用，并且在相关的技术上也将得到不断地弥补和改进，发挥出更大的功效。
原标题：630MW发电机组低温省煤器的应用浅析
